大慶油田致密油儲層壓裂增能影響因素分析

黃有泉 王賢君 肖丹鳳 王永昌 范克明 孫志成

1.中國石油大慶油田有限責任公司；2.中國石油黑龍江省油氣藏增產增注重點實驗室；3.中國石油大慶油田有限責任公司采油工程研究院

大慶致密油資源豐富、開發潛力巨大，但儲層巖石滲透率低、流體可動性差，導致采收率普遍較低［1-2］。壓裂增能是提高致密油藏采收率的重要手段［3-7］，它將更多的壓裂液注入地層，在有效補充地層能量的同時通過對巖石潤濕性和流體界面張力的調節，最大限度地發揮滲吸作用［8-9］，從而達到改善開發效果的目的。

國內外學者已針對滲吸作用的機理和規律開展了大量室內實驗研究［10-12］。朱維耀等［13］和華方奇等［14］通過巖心實驗研究了靜態的逆向滲吸規律，認為潤濕性是影響滲吸的重要因素，滲吸速度還取決于孔隙結構、流體性質等。李愛芬等［15］開展的自發滲吸實驗表明，親水巖石存在最佳界面張力范圍，范圍內滲吸采收率最高。王銳等［16］通過巖心靜態滲吸實驗研究了周期注水過程中巖石滲透率壓敏特性對滲吸的影響。但目前相關研究主要聚焦于巖心靜態滲吸實驗，沒有考慮注入壓裂液對儲層的增能作用，因此不能有效評價壓裂增能的效果以及不同因素的影響。王家祿等［17］建立了裂縫與基質之間動態滲吸實驗方法，提出低滲透裂縫型油藏中的交滲流動機理，水在壓力梯度作用下在裂縫內流動，同時在毛管力作用下滲吸至基質內，將基質內的油置換到裂縫中，注入水再將裂縫內的油驅替至出口端。王香增等［18］開展了裂縫-基質動態滲吸的實驗研究，發現存在最佳驅替速度，并通過滲流數學模型確定了最佳注采參數。DAI等［19］利用低場核磁共振技術進行了動態滲吸實驗，定量表征了注入速度、界面張力以及浸泡時間、滲透率等對采收率的影響。但上述實驗流程僅實現巖心驅替過程，未全面考慮注液、燜井、生產的一體化模擬過程。針對該問題，提出了致密油藏壓裂增能的物理實驗評價方法，實現了致密油藏壓裂液注入、燜井、采出全過程的模擬，進而針對大慶外圍致密油儲層開展了不同因素對壓裂增能效果的影響研究，以期為大慶致密油藏的高效開發提供技術支持。

1 壓裂增能實驗

1.1 實驗材料

實驗巖心來自大慶外圍致密油儲層提取的天然巖心，巖心長度分布范圍在5.28～5.40 cm，巖心直徑為 2.50～2.55 cm，原始質量為 61.81～64.35 g，利用脈沖衰減法測得的氣測巖心軸向滲透率分布范圍在(0.390～2.685)×10-3μm2。選取巖心物性和孔隙結構參數相近的天然巖心，使用石油醚在高溫高壓下進行清洗預處理，并通過線切割造縫以模擬基質-壓裂縫雙重介質。

實驗模擬用油根據實際儲層的原油黏度、密度、含蠟量、凝固點等物性參數進行配制，使用HAAKE MARSIII高溫高壓流變儀測定原油黏度，原油黏度在常溫25 ℃條件下為15.1 mPa · s，在地層溫度75 ℃條件下為4.18 mPa · s。

實驗用水、壓裂液依據現場材料配制，壓裂液質量分數配方為0.35%羥丙基胍膠+0.1%破乳劑+0.2%納米微乳滲吸增產劑+0.3%交聯劑+0.05%破膠劑。地層溫度75 ℃條件下壓裂液經4 h后完全破膠，采用HAAKE MARSIII高溫高壓流變儀GZ41轉子，測定壓裂液的破膠黏度為0.71 mPa · s，采用JJ2000C型旋轉滴界面張力儀，測定壓裂液界面張力為1.054 mN/m。

1.2 實驗裝置

如圖1所示，基于致密油藏壓裂增能原理，設計了壓裂增能一體化實驗裝置。整個實驗設備放置在恒溫箱內，實驗流程分為注入系統、基質-裂縫雙重介質系統、采出系統和邊界恒壓系統；主要儀器包括高壓恒速ISCO泵、中間容器(分別裝有模擬油、壓裂液和蒸餾水)、高壓三軸巖心夾持器、邊界高壓儲能罐以及流體計量裝置、回壓閥、控壓手搖泵(控制巖心生產壓力、軸壓與圍壓)等。在實驗的開采階段，由于恒壓邊界系統與基質-裂縫雙重介質系統相連，高壓儲能罐下部流體為巖心補充能量，從而實現開采過程中“增能”的模擬。

圖1 壓裂增能實驗裝置Fig.1 Experiment devices for fracturing energization

1.3 實驗步驟

實驗開始前對巖心進行測定及預處理：(1)將含有壓裂縫的巖心樣品烘干稱重，利用脈沖衰減法測定其軸向滲透率；(2)將巖心抽真空飽和水，稱濕重，計算其孔隙體積；(3)將巖心樣品放入夾持器中，在油藏溫度條件下飽和油，然后老化24 h，獲得含有束縛水的飽和油巖心，并測定其含油飽和度。

壓裂增能實驗的具體步驟為：(1)模擬壓裂液注入階段。通過ISCO泵向基質-裂縫雙重介質系統中注入壓裂液，使基質-裂縫雙重介質系統中的壓力達到預設壓力。恒壓邊界系統中高壓儲能罐下方為壓裂液，打開上方閥門通入N2，使高壓儲能罐內壓力與基質-裂縫雙重介質系統中的壓力相同。(2)模擬燜井階段。關閉ISCO泵注入閥及高壓儲能罐上方閥門，停止注入壓裂液和N2，打開閥門，使基質-裂縫雙重介質系統與恒壓邊界系統相連，系統保持恒溫，物理模擬裝置穩定一定時間，使基質-裂縫雙重介質系統內剩余原油和壓裂液充分作用形成混合流體。(3)模擬開采階段。保持基質-裂縫雙重介質系統與恒壓邊界系統相連，打開采出系統開始生產，通過采出系統內的回壓閥控制生產壓力，使剩余油和壓裂液的混合液體流出至采出系統。通過油水分離測量裝置對開采階段采出流體進行實施分離，測量得到原油體積。實驗結束后繪制巖心壓力、含水率和采收率隨時間的變化曲線。

選取巖心滲透率、潤濕性、裂縫條數、注入量、燜井時間和泥質含量共6個影響因素，設計開展了不同滲透率下致密巖心壓裂增能實驗研究。通過監測采出程度、地層壓力以及含水率的動態變化情況，對比評價壓裂增能效果。

2 實驗結果與分析

2.1 致密油儲層的壓裂增能動態規律

滲透率 1.03 ×10-3μm2的巖心，在壓裂增能實驗過程中地層壓力、采出程度，以及含水率的動態變化結果見表1。壓裂液注入量為1.0 PV(1倍孔隙體積)，燜井時間為3 h，生產壓力為10 MPa。可以看出，在注入階段，壓裂液進入裂縫以及裂縫附近小范圍基質內部，巖心孔隙壓力大幅上升至28.5 MPa；燜井階段時，由于巖心的親水性，壓裂液在毛管力作用下逐漸向巖心內部滲吸，孔隙壓力由28.5 MPa降至28.0 MPa；返排生產時，水力裂縫內的流體首先被產出，含水率為100%；隨后在基質與壓裂縫的壓差驅動下，壓裂縫周圍基質內的流體相繼排出，含水率快速下降，采出程度上升，而后壓降繼續向基質內部傳播，距離裂縫較遠的基質內的原油最后被排出，并且含水率變為0，地層壓力繼續下降至生產壓力，同時采油速度降低，采出程度的曲線逐漸平緩。

表1 壓裂增能實驗動態監測結果Table 1 Dynamic monitoring results of fracturing energization experiments

2.2 滲透率對開發效果的影響

在生產壓力為10 MPa、壓裂液注入量1.0 PV、裂縫條數為1、燜井時間為3 h的條件下，實驗樣品選取滲透率分別為 0.39×10-3μm2、0.56×10-3μm2、0.67×10-3μm2、 0.95×10-3μm2、 1.03×10-3μm2、1.68×10-3μm2的巖心進行壓裂增能實驗。如圖2所示，為采出程度隨滲透率變化的曲線。由圖可以看出，壓裂增能的采出程度隨著巖心滲透率的增大而增加，0.39×10-3μm2與 1.68×10-3μm2的巖心，采出程度相差了約10.8%。

圖2 采出程度隨巖心滲透率的變化曲線Fig.2 Variation curve of recovery degree along with core permeability

壓裂增能通過提高地層能量，一方面促使壓裂液進入之前低能量條件下無法進入的較小連通孔隙中，與原油發生滲吸置換；另一方面增大生產壓差，提高了采液量，從而提高了原油的采出程度。在這個過程中，滲透率越大，孔隙連通性越好，流動阻力越小，因而壓裂增能效果越好。

2.3 潤濕性對開發效果的影響

選取滲透率相近(平均滲透率1.31×10-3μm2)的3塊巖心，通過在增能液中浸泡不同的時間(0、3、7 d)得到不同潤濕性的巖心。將巖心飽和原油后，切取巖心片使用接觸角測定儀測定巖心的潤濕角，分別為 78.69°(弱水濕)、49.55°(中度水濕)與 35.99°(強水濕)。如圖3所示，為處理過程中潤濕角隨時間的變化曲線。由圖可以看出，巖心在增能液中浸泡時間越長，潤濕角越小，弱水濕的巖心在增能液中浸泡7 d后，潤濕性變為強水濕。其他實驗條件相同，燜井時間為3 d，隨后進行壓裂增能實驗。通過不同潤濕性巖石的采收率變化可知，接觸角越小(31.85°)，即巖石越水濕，壓裂增能的采出程度越高(31.55%)，接觸角越大 (73.68°)，即巖石弱親水，壓裂增能的采出程度越低(28.69%)，強水濕巖心與弱水濕巖心采出程度相差2.86%。

圖3 潤濕性隨增能液處理時間的變化曲線Fig.3 Variation curve of wettability with the treatment time of energy increasing solution

由于致密油儲層基質內的滲透率極低，壓力驅替作用減弱，滲吸成為基質內驅油過程的主要機理，壓裂液在滲吸作用下進入基質孔喉中，將原油置換出來，原油進入裂縫后在壓差驅動下排出至井口。毛細管力是滲吸的主要動力，而毛細管力與潤濕角成反比，潤濕角越大，毛細管力越小，滲吸作用越弱。因此親水性孔道有利于壓裂液(水基)的吸入，而親油性孔道不利于壓裂液(水基)的吸入。壓裂增能過程中，壓裂液在壓差驅動下不僅促進了壓裂液的吸入過程，還能夠進入僅靠自發滲吸很難進入的油濕基質中，將孔道從親油性變為親水性，有效提高油濕致密油儲層的采出程度。

2.4 裂縫條數對開發效果的影響

選取現場鉆取的滲透率、孔隙度等參數相近、且無明顯裂縫的巖心樣品，采用線切割方法造1、2、3條人工裂縫，開展不同裂縫條數對采收率的影響規律研究。不同裂縫條數致密巖心的壓裂增能實驗結果見表2，相同的燜井壓力與燜井時間下，裂縫條數越多，采出程度越大，3條裂縫相比1條裂縫采出程度提高了3.38%；裂縫條數越多，含水率下降越慢，3條裂縫的巖心生產0.4 h后采收率才降為0；裂縫條數越多，地層壓力下降越慢，3條裂縫的巖心生產0.65 h后生產壓差才降為0，而1條裂縫、2條裂縫的生產時間分別為0.7 h與0.68 h。

表2 壓裂增能實驗動態監測結果Table 2 Dynamic monitoring results of fracturing energization experiments

致密油藏水力壓裂后進行壓裂增能開發，壓裂液經由水力裂縫進入基質，水力裂縫的分布直接影響著壓裂增能實施的有效范圍。壓裂裂縫條數越多，燜井階段的增能范圍越大，另外裂縫也是主要的油流通道，因此生產階段地層壓力下降越慢，且采收率越高。在實際生產中，通過重復壓裂、體積壓裂等技術構建高密度縫網可提高壓裂增能的增產效果。

2.5 注入量對開發效果的影響

在其他條件相同的情況下，分別開展注入量為0.5～3.0 PV的壓裂增能實驗。不同壓裂液注入量下的實驗結果動態曲線如圖4所示，可以看出，相同的燜井時間3 h，隨著壓裂液注入量增大，地層壓力顯著增大，且地層壓力衰減速度越慢，相應地采出程度越高。3.0 PV的注入量與0.5 PV的注入量相比，采出程度提高了8.3%。

圖4 采出程度隨注入量的變化曲線Fig.4 Variation curve of recovery degree along with injection amount

壓裂液的注入量決定了地層能量補充的程度。在實際壓裂增能開發過程中，水力裂縫以及基質都在一定程度上存在應力敏感，水力裂縫在大泵注條件下開啟，又在地層壓力影響下收窄甚至閉合；而基質應力敏感實質上通過基質孔隙度產生影響，基質孔隙內的流體壓力上升使孔隙變形，孔隙體積增大，基質的孔隙度上升，滲透率隨之增大。實驗過程中，壓裂液注入量的提高一方面增大了地層能量，提高了壓裂液侵入地層的驅動力，增強了壓裂液的滲吸置換作用；另一方面也在基質應力敏感作用下增加了基質滲透率，使燜井階段的壓裂液傳播范圍增大，從而提高了生產階段的采收率。在實際生產中，優化壓裂液的泵注量，找到經濟泵注量與最大采出程度之間的平衡是提高壓裂增能開發效果的關鍵。

2.6 燜井時間對開發效果的影響

在其他條件相同的情況下，開展不同燜井時間0～5 h下的采出程度變化規律的實驗研究，實驗結果如圖5所示。由圖可以看出，燜井時間越長，地層壓力衰減得越慢，且采出程度越大，燜井5 h與不燜井相比，采出程度增加了7.7%。

圖5 采出程度隨燜井時間的變化曲線Fig.5 Variation curve of recovery degree along with soaking period

壓裂增能的燜井過程實質上是壓力傳播的過程。地層滲透率、壓裂液注入量等因素決定著壓裂液的流動阻力和驅動能量，從而影響壓力波的傳播速度；水力裂縫則通過橋接基質與生產井直接決定了壓力的波及范圍，這些因素與燜井時間一起，決定著壓力波的最終傳播范圍。若燜井時間太短，壓力傳播不充分，開井生產后壓力迅速衰竭，不僅使采出程度降低，還損失了由其他措施提高的壓力波傳播速度；而在壓裂液的擴散過程中，壓裂液進入地層孔隙，在賈敏效應、應力敏感等作用下造成能量損失，最終形成最大傳播范圍，因此燜井時間也不宜過長。從圖5可以看出，隨著燜井時間的繼續增大，采出程度的增幅降低，說明存在1個最佳經濟燜井時間，在實際壓裂增能的施工過程中需要對燜井時間進行優化。

2.7 泥質含量對開發效果的影響

在其他條件相同的情況下，開展不同泥質含量的影響規律研究。泥質含量為6.7%、13.6%的巖心不加入防膨劑，驅入壓裂液后采出程度分別為23.65%和18.93%。另外對于泥質含量為18.5%的巖心驅入的壓裂液中加入質量分數0.5%的防膨劑，采出程度為25.64% 。3種泥質含量下的壓裂增能實驗結果表明，泥質含量越高，采收率越低；對于高泥質含量18.5%的巖心在加入防膨劑后的采出程度與泥質含量6.7%的巖心接近，說明加入防膨劑可顯著降低泥質含量的影響。

黏土礦物在與不配伍的外界流體，如壓裂液等相遇時會發生水化膨脹、分散運移或者產生沉淀，進而堵塞甚至堵死油流通道，包括基質孔喉或者水力裂縫等，因此泥質實質上是通過黏土膨脹這一次生過程影響了儲層的滲透率。泥質含量越高，吸水膨脹越顯著，巖心的滲透率傷害越大，因此采出程度越低；加入防膨劑后，黏土膨脹效應被抑制，巖心滲透率受到的影響減小，因而采出程度提高。在實際壓裂增能過程中，壓裂液與儲層的接觸是一個反復、持續的過程，對孔隙造成的傷害和堵塞也更嚴重，可以在壓裂液中加入防膨劑，防止黏土礦物大量堵塞流體通道，達到改善和提高儲層流動能力的目的。

3 結論

(1)提出了一種致密油藏壓裂增能實驗評價方法，能夠實現模擬壓裂過程對注液、燜井、生產全過程的一體化模擬。

(2)致密油壓裂增能工藝通過將大量壓裂液注入地層，燜井一定時間使壓力充分傳播，促進了壓裂液與原油的動態滲吸置換過程，提高了返排階段的生產壓差與原油流動能力，從而有效改善致密油儲層的采收率。

(3)通過分析巖心滲透率、巖石潤濕性、裂縫條數、注入量、燜井時間和泥質含量6個影響因素對致密油藏開發效果的影響發現，儲層物性越好、水濕性越強，壓裂增能效果越好，通過提高壓裂液注入量、增加裂縫數量、優化燜井時間和加入防膨劑能夠顯著提高致密油藏的采收率，在實驗設置范圍內，增加注入量或燜井時間均可使采出程度提高約8%。